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SEMINÁRIO TÉCNICO SOBRE USINAS HIDRELÉTRICAS REVERSÍVEIS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

A Retomada do Conceito de Eficiência de Usinas Hidrelétricas Reversíveis no

Setor Elétrico Brasileiro

Brasília – DF

11 de novembro de 2014

Sérgio Zuculin – CESP

Mírian Adelaide – HEDAIDI

Paulo Sérgio Franco Barbosa – UNICAMP

Geraldo Lúcio Tiago Filho - UNIFEI


O que são as UHR ?


Relatório de Inventário

de UHR no Estado de

São Paulo - 1982

Premissas à época:

- Queda > 300 m

- Potência Mín. 1.000 MW para...

- 14 horas Geração.

341 Alternativas = 735.000 MW

Pré-dimensionamento e custos:

- Serra do Mar: 37 = 150.000 MW

- Mantiqueira: 19 = 32.000 MW

- Serra Geral: 12 = 18.000 MW

200.000 MW


Existe potencial para UHR no Brasil

- Estudos de pré-inventário

- Tecnologia de ponta / fornecedores

- Oportunidades para investimentos

O Brasil precisa de UHR ?


1. Suporte à expansão de fontes renováveis intermitentes, como eólica e solar;

2. Suporte à expansão de usinas a fio d’água e usinas idealmente motorizadas;

3. Confiabilidade e qualidade do suprimento de energia;

4. Controle de potência reativa, correção do fator de potência e controle de tensão;

5. Modicidade da expansão da geração - melhor utilização da capacidade

instalada e redução do custo de aquisição de energia no horário da ponta;

6. Acompanhamento de variações da carga - modulação;

7. Reserva girante convencional;

8. Adiamento da expansão da transmissão;

9. Suporte à expansão da geração distribuída na rede;

10.Estabilidade do sistema e controle das oscilações de tensão e frequência;

11.Apoio ao CAG; Restabelecimento black-start;

12.Redução do despacho termelétrico por razões elétricas;

13.Diminuição de impactos ambientais.

Benefícios da UHR


DESAFIOS DA UHR NO BRASIL

- Viabilidade econômica !

- Modelo de garantia física / leilão

- Pequena diferença de preços por patamar

- Falta de mercado de potência e serv.ancilares

UHR: Um estudo de caso no Brasil


UHR Grand Maison


Chaminé de Equilíbrio

Cota Máx: 70 m Cota Mín: 48 m

Vol. Útil: 7,5 hm3

Casa de Força Subterrânea FRANCIS (4 x 131 MW)

Cota: 0 m

Casa de Força PELTON (2 x 131 MW)

Cota: 75 m

Reservatório Inferior

Cota Máx: 714 m Cota Mín: 706 m Vol. Útil: 8,1 hm3

Reservatório Superior

UHR Estudo de Caso

666 m

0,5 m3/s (abastecimento)

UHR

Qger 157,4 m3/s

Qbom 78,4 m3/s

Pger 786 MW

Pbom 504 MW

Por Túnel

Qger 53,1 m3/s

Qbom 39,2 m3/s

Ø 3,10 m

Túnel

Q 51,2 m3/s

Ø 2,00 m


Esquema da Casa de Força Turbo-Bomba (Subterrânea)


Esquema da Casa de Força Pelton


Configuração Elétrica da UHR

Casa de Força Pelton Subestação

138 kV

Subestação 345 kV

Casa de Força Subterrânea


Variação semanal da Vazão [m3/s]

Bombeamento – 4 Turbo-Bomba Geração – 4 Turbo-Bomba + 2 Pelton

-100

-50

0

50

100

150

200

0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22

SEG TER QUA QUI SEX SAB DOM

8 8 8 8 8 7

13 13 16 13 14 24


Variação semanal da Potência [MW] Bombeamento – 4 Turbo-Bomba Geração – 4 Turbo-Bomba + 2 Pelton

-600

-400

-200

0

200

400

600

800

1000

0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22 0 2 4 6 8 10

12

14

16

18

20

22

8 8 8 8 8 7

SEG TER QUA QUI SEX SAB DOM

13 13 16 13 14 24


Variação semanal do volume do reservatório superior

8,1 hm3

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

0 24 48 72 96 120 144 168

Vo

lum

e (h

m3)

Horas da semana (h)

Volume Res. Superior

Volume máximo

Seg Ter Qua Qui Sex Sab Dom


Variação semanal do volume do reservatório inferior

7,5 hm3

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0 24 48 72 96 120 144 168

Vo

lum

e (h

m3)

Horas da semana (h)

Volume Res. Inferior

Volume máximo



132.990

168.740

Déficit

35.750

-200.000

-150.000

-100.000

-50.000

0

50.000

100.000

150.000

200.000

0 24 48 72 96 120 144 168

Ene

rgia

(GW

h)

Horas da semana (h)

Saldo de Energia

Energia Gerada Acumulada

Energia Consumida Acumulada

positivo -Geração

negativo-Bombeamento


Energia acumulada na geração, consumida no bombeamento e o saldo de energia


Equipamentos Eletromecânicos

R$ 738 / kW instalado

Custo estimado para esta UHR

R$ 2.460 / kW instalado

Obs.: sem considerar impostos e

custos de instalação


A RETOMADA DO CONCEITO DE EFICIÊNCIA DE USINAS

REVERSÍVEIS NO SETOR ELÉTRICO BRASILEIRO

Aspectos Regulatórios e Comerciais

Prof. Paulo Barbosa - Unicamp


I. O Valor Econômico de uma UHR

A despeito das reconhecidas vantagens, não é claro como fazer a valoração

econômica dos benefícios das UHR, dificultando estabelecer uma normatização

ou embasamento regulatório.

O Valor de uma UHR não é como uma usina geradora -- não é um ativo de

geração puro – é uma outra classe de ativos; porém a Regulação tradicional

considera as UHR como mais uma fonte geradora.

Na verdade, na essência, a UHR presta um Serviço de Armazenamento de

Energia, com todos os benefícios a ele associados (estabilidade da rede; reserva

girante, etc.)

Quando há maior diferenciação entre preço na ponta e preço fora da ponta, então

fica mais fácil estimar o valor econômico de uma UHR no sistema onde a injeção

de potência está sendo feita.


20

Análise Técnica-Econômica e Estágio Atual das URHs no Cenário Global

Principais Regiões com UHRs:

União Europeia (36 GW), os Estados Unidos (21,8 GW) e o Japão (24,5 GW).

Estudo da EPRI: 14 UHR construídas nos EUA (até 1975)

Custos: entre $ 300 a $ 600/KW


21

Novos Projetos: Europa e EUA

Custos:

€ 470/kW e € 2170/kW


22

Estudos sobre a Atratividade Econômica das Usinas Reversíveis

Mercado/ País

Ano

Tecno-logia

Fontes de Remuneração das Usinas Reversíveis (UHR)

Autor e Ano Horizonte

Diferença Preço

Ponta e Fora Ponta

Venda de Geração de Reserva na

Ponta

Mercado de

capacidade

Bélgica 2007 UHR X X He et al.2011

Dinamarca 2002-10 UHR X Steffen 2012

Dinamarca e França 2010-30 UHR+EOL X X Loisel et al. 2010

Espanha e Itália 2008-11 UHR X Rangoni 2012

PensilvâniaNJerseyMaryland 2002-08 UHR X X Sioshansi etal 2011

California / North West PP 2020 UHR X PNNL 2012

Australia 2007 UHR+EOL X Hessami et al 2011


23

Estudos sobre a Atratividade Econômica das Usinas Reversíveis


24

Horas

Semanais

Tarifa A2

Eletropaulo

Azul (R$/MWh)

No. Horas

no mês

MW de

Geração

Geração

Mensal

(MWh)

Receita

Bruta

Mensal (R$)

Geração

Ponta 15 231,70 65,18 792 51.619 11.960.029,62

Fora da

Ponta 28,43 140,12 123,53 792 97.834 13.708.563,58

SOMA 43,43 188,70 149.453,05 25.668.593,20

Tarifa A2 No. Horas MW MWh Despesa Bruta

Bombea-

mento Horas Sem. R$/MWh Mensais Bombeam. Mensais Mensal (R$)

Fora

Ponta 73,5 140,12 319,36 643 205.348,48 28.773.429,02

Lucro Mensal

(R$): -3.104.835,82

Os valores das tarifas são da empresa Eletropaulo (tarifa Azul A2). (geração de 792 MW) e bombas (643 MW), e do ciclo operativo (43,43 horas de geração, dos quais 15 h na ponta) e bombeamento (73,5 h semanais)

Desempenho Financeiro do Estudo de Caso, com Comercialização da Geração e Compra às Tarifas Reguladas

Para alcançar valor minimamente positivo, seria necessário comercializar a R$ 192,53/MWh


Há que se reconhecer pelo menos três dificuldades para uma proposição

regulatória no modelo brasileiro:

•A falta de um mercado de potência, ou de serviços ancilares no Brasil, que

poderia ser uma referência para viabilizar os projetos de UHRs;

•A pequena diferenciação, quando existente, dos preços de curto prazo (PLD)

entre as cargas pesadas, média ou leve; o que inviabiliza a remuneração

econômica das UHRs;

•A inexistência no Brasil, de empresas verticalizadas, onde haveria

compensação financeira para investimentos em UHRs, diante dos seus

benefícios não apenas no componente Geração, mas nos demais segmentos (T

e D). Nas empresas verticalizadas há potencial de captura desses benefícios,

como ocorreu com grande parte dos projetos de UHRs nos EUA, em período

prévio ao mercado competitivo ou em empresas federais ainda verticalizadas.

II. Premissas para uma Proposição de Normatização- Brasil



Premissa P1: As UHRs devem ter despacho centralizado pelo ONS;

Premissa P2: A relevância e a oportunidade de uma UHR devem ser avaliadas do

ponto de vista sistêmico, considerando os benefícios regionais para atendimento de

ponta, confiabilidade para o grid, redução das necessidades de transmissão e outros.

A avaliação deve ser feita pela EPE/ONS, comparando-se com alternativas;

Premissa P3: A adequação deve aproveitar ao máximo o arcabouço regulatório e

institucional vigente. Ou seja, optou-se por evitar a sugestão de grandes mudanças

regulatórias que representassem barreiras para implementação.



Premissa P4: O modelo regulatório tem que garantir a viabilidade econômica das UHRs,

valorizando devidamente os pontos fortes e singularidades das UHRs, tais como:

• Rápida despachabilidade ou ajustes às variações da carga

• Contribuição para correção de freqüência / voltagem

• Disponibilidade na ponta, mesmo em situações de escassez hidrológica, pois o circuito de fluxo

da água pode ser do tipo fechado (closed loop), sem interferência com o curso dágua

Premissa P5: O modelo regulatório deve considerar diversos arranjos para proposição de

projetos de UHRs, tais como:

•UHR isolada

• UHR associada à parque eólico ou plantas solares fotovoltaicas

• UHR associada à térmica (na base, com geração constante e máxima eficiência)

•UHR associada a combinações parciais dentre as alternativas prévias



Premissa P6: Sendo uma opção relevante e oportuna em determinado local, com

reconhecimento do valor de seus serviços e não havendo mecanismo de mercado

(ex1. diferencial suficiente entre preço na ponta e fora da ponta; ex.2 leilões para

formação de preço spot) para torná-la atrativa para investidores, a seleção do

proponente mais interessante por meio de Leilões, com contratos de venda associados

é uma forma regulatória legítima ao interesse público (Rangoni, 2012).

Premissa P7: Sendo uma forma de geração hidroelétrica na carga pesada, a UHR

poderá participar do MRE, como forma de mitigar custos associados à aquisição (a

preço regulado) de energia para bombeamento.


III. Propostas de Dois Modelos Regulatórios-Brasil

M1: Modelo com Aquisição de Energia para Bombeamento via Tarifa Especial

Neste modelo assume-se que a viabilização econômica da UHR se dá por meio das

vendas da produção nos horários do patamar pesado e médio (usina funcionando

como unidade geradora), asseguradas nos contratos do ambiente CCEAR, e que a

compra de energia para bombeamento se dá por meio de tarifas de suprimento

especiais.

As tarifas especiais cumprem o papel da busca da economicidade, necessária para

viabilização do empreendimento, já que no contexto brasileiro não há diferenciação

minimamente expressiva entre carga pesada e carga média/leve (no caso do

mercado dos EUA, esta diferenciação é algo em torno de 30% a 40%).



O Edital do Leilão definirá para cada usina UHR:

• Preço teto (Pte) para a energia produzida na carga pesada, com quantidade

limitada à GFp (Garantia Física na Ponta e na Carga Média)

• Tarifa de Suprimento (Ts) de compra de energia para Bombeamento (Fora da

ponta; das 0 h às 7 h)

• Limites operativos e condições de despachabilidade. São exemplos: min. de dias

disponíveis no ano; em especial no verão; horário da ponta regional (ex. 21h às 24

h); planejamento de ciclo operativo diário e semanal. Ex. 3 h de ponta/dia nos dias

úteis e sábado; min. de 100 h de operação por mês

• Ordem de mérito para seleção do vencedor do leilão: Menor Preço de Venda

(R$/MWh) de Energia na Ponta e Carga Média: Min (PVp)



No caso do modelo M1, o produto do Leilão é a energia (MWh), assim

caracterizando uma modalidade de Leilão por Quantidade.

No entanto, comparado ao Leilão por quantidade de uma usina hidroelétrica

tradicional, há menor risco para o gerador da UHR, pois, o produto (energia na carga

pesada e média) tem muito maior regularidade de produção (ciclo diário de

produção), não sofrendo efeito de variação de queda, elevação do canal de fuga, e

nem a variabilidade sazonal das afluências.


Comparação de Leilões Leilão de UHE convencional Leilão Proposto para UHR

Modelo M1

Produto: Energia (MWh) Energia nas Cargas Pesada e

Média (MWh)

Critério de Seleção do

Vencedor:

Menor Preço de Venda

(R$/MWh)

Menor Preço de Venda da

Energia nas Cargas Pesada e

Média (R$/MWh)

Parâmetros do Leilão

(fixados pela EPE/MME)

Parâmetros técnicos Locais

(Localização; queda;etc)

Preço Teto

Garantia Física

Prazo do Contrato CCEAR



Preço Teto

Garantia Física nas Cargas

Pesada e Média


Tarifa Especial de

Suprimento para Compra

de Energia de

Bombeamento


Comparação de Leilões

Leilão de UHE convencional Leilão Proposto para UHR

Modelo M1

Quem assume os riscos

da Produção

O empreendedor da UHE

assume riscos associados à

sazonalidade e aleatoriedade

das afluências; variações da

queda e necessidades de

manutenções

O empreendedor assume,

porém não incorre em riscos

associados à variação de

queda e aleatoriedade das

afluências

Formação dos Custos

associados a Riscos

O custo associado aos fatores

de risco não é explícito e nem

previsível; mas é precificado e

embutido em Pv (preço de

venda), e posteriormente,

transferido ao consumidor final

via tarifas das distribuidoras

Os fatores de riscos da

produção são muito menores;

porém há um custo direto e

explícito associado à compra

de energia para bombeamento

à tarifa especial de suprimento;

o qual será transferido ao

consumidor final via tarifas das

distribuidoras


M2: Modelo com Participação da UHR no MRE

Neste modelo a UHR participa efetivamente do MRE-Mecanismo de

Realocação de Energia; pois nos períodos de carga pesada e carga média, há

geração efetiva injetada no sistema.

No entanto, o balanço de energia da UHR é necessariamente negativo. Assim,

a idéia subjacente no modelo M2 é permitir que o benefício da geração mais

nobre (carga pesada e média) seja compensado com um recurso de geração

de custo módico ( TEO, que é a tarifa energética de otimização, do MRE).

Como o MRE é contabilizado por patamar, há maiores chances de ter o crédito

do MRE disponível nos patamares de carga leve; que é exatamente o período

de necessidade de energia para bombeamento.


M2: Modelo com Participação da UHR no MRE

Neste caso, a garantia física da UHR poderá ser fixada de maneira mais

conservadora (ex. 50% da capacidade instalada); de tal forma que com maior

regularidade que as UHE convencionais, a UHR possa gerar acima da Garantia

Física (GF e não GFponta) e liquidar os excedentes ao PLD. Ou seja, a usina

UHR no Modelo M2 fica com situação muito semelhante no Leilão de uma UHE.

No caso do modelo M2, poderia ser dada liberdade ao empreendedor para fixar

a Garantia Física da UHR, a ser otimizada em seu modelo de negócio. Um

valor mais conservador de GF determinaria mais regularidade de vendas de

excedentes ao preço PLD (fluxo incerto). Porém, determinaria uma menor

quantidade de energia vinculada ao contrato CCEAR (fluxo certo, indexado ao

IGPM).


Comparação de leilões Leilão de UHE convencional Leilão Proposto para UHR

Modelo M2

Produto Energia (MWh) Energia (MWh), sendo a da

carga pesada e média

provenientes da UHR e a da

carga leve proveniente do MRE

Critério de Seleção do

Vencedor


(R$/MWh)


(R$/MWh)

Parâmetros do Leilão

(fixados pela EPE/MME)



Preço Teto

Garantia Física




Preço Teto

Garantia Física da UHR,

contando com MRE


Obs. Não há Tarifa Especial

para Compra no

Bombeamento


Comparação de leilões Leilão de UHE convencional Leilão Proposto para UHR

Modelo M2

Quem assume os riscos

da Produção

O empreendedor da UHE

assume riscos associados à

sazonalidade e aleatoriedade

das afluências; variações da

queda e necessidades de

manutenções

O empreendedor assume,

porém não incorre em riscos

associados à variação de

queda e aleatoriedade das

afluências. Há risco de não

obter energia do MRE na carga

leve

Formação dos Custos

associados a Riscos

O custo associado aos fatores

de risco não é explícito e nem

previsível; mas é precificado e

embutido em Pv (preço de

venda), e posteriormente,

transferido ao consumidor final

via tarifas das distribuidoras

Os fatores de riscos da produção

são muito menores; porém há um

custo de difícil previsibilidade

associado à exposição ao PLD na

carga leve; o qual será transferido

ao consumidor final via tarifas das

distribuidoras. Há potencial de maior

regularidade de vendas ao PLD

(excedentes ao contrato)


Obrigado !

Sérgio Zuculin – CESP

Mírian Adelaide – HEDAIDI

Geraldo Lúcio Tiago Filho – A&T

Paulo Sérgio Franco Barbosa – GPTECH

a retomada do conceito de eficiência de usinas ... · suporte à expansão de usinas a fio...

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